公司资源与权益情况 - 截至2019年12月31日，PAMC控制6.694亿短吨优质匹兹堡煤层储量，可支持约23.5年满负荷生产；公司拥有或控制约15亿短吨绿地储量[158] - 公司拥有PAMC 75%的不可分割权益，通过CCR的普通合伙人直接或间接拥有CCR 61.4%的合伙权益，其中普通合伙人权益为1.7%，有限合伙人权益为59.7%[159] 业务产能与合同签订情况 - Itmann矿预计2021年底根据市场情况实现全面生产，全面投产后年产能约90万短吨优质低挥发分炼焦煤[159] - 以年产2600万短吨计算，截至2020年5月11日，2020年和2021年的合同签订率分别为98%和44%[161] 财务收入情况 - 2020年第一季度净收入为250万美元[163] - 2020年第一季度公司净收入为200万美元，2019年同期为1400万美元[174] - 2020年第一季度煤炭收入为2.55亿美元，2019年同期为3.33亿美元[178][183] - 2020年第一季度运费收入和运费支出均为300万美元，2019年同期均为700万美元[184] - 2020年第一季度其他杂项收入为1100万美元，2019年同期为500万美元[178][186] - 2020年第一季度码头收入为1700万美元，较2019年同期的1800万美元减少100万美元[194] - 2020年第一季度杂项其他收入为500万美元，较2019年同期的800万美元减少300万美元[195] 财务成本与费用情况 - 2020年第一季度总成本和费用为2.86873亿美元，2019年为3.5116亿美元[170] - 2020年第一季度煤炭销售成本为2.36973亿美元，2019年为2.41878亿美元[170] - 2020年第一季度煤炭销售现金成本为1.91393亿美元，2019年为1.99319亿美元[170] - 2020年第一季度煤炭平均成本为每吨40.04美元，2019年同期为每吨35.92美元[172][182] - 2020年第一季度运营及其他成本为2000万美元，较2019年同期的2200万美元减少200万美元[197] - 2020年第一季度销售、一般及行政成本增加300万美元[199] 业务线税前收益与亏损情况 - 2020年第一季度PAMC部门税前收益为1100万美元，2019年同期为6400万美元[177] - 2020年第一季度其他业务活动税前亏损为700万美元，2019年同期为4500万美元[192] 煤炭业务量与价格情况 - 2020年第一季度煤炭销量为590万吨，2019年同期为670万吨[172][182] - 2020年第一季度煤炭平均售价为每吨43.16美元，2019年同期为每吨49.38美元[172][182] - 2020年第一季度煤炭产量为600万吨，2019年同期为680万吨[180] 债务与融资情况 - 2020年第一季度回购了4320万美元2025年到期、利率为11.00%的高级有担保第二留置权票据[163] - 通过设备融资租赁交易筹集了1630万美元，并为未来融资需求增加了2000万美元的承诺额度[163] - 2019年3月28日，公司修订高级有担保信贷安排，循环信贷额度增至4亿美元，A定期贷款额度为1亿美元，B定期贷款额度为2.75亿美元，循环信贷和A定期贷款利率适用利差降低50个基点，B定期贷款降低150个基点[219] - 2019年6月起，A定期贷款按季度分期等额摊销，B定期贷款按季度分期等额摊销，金额为修订后本金的0.25%/年[219] - 修订案将高级有担保信贷安排的到期日延长，循环信贷和A定期贷款从2021年11月28日延至2023年3月28日，B定期贷款从2022年11月28日延至2024年9月28日[219] - 2019年，公司签订利率互换协议，将1.5亿美元B定期贷款的浮动利率在2020 - 2021年转换为固定利率，5000万美元在2022年转换为固定利率[224] - 2020年3月，应收账款证券化安排修订，到期日从2021年8月30日延至2023年3月27日，最高预付款和信用证未偿还金额不超过1亿美元[227][228] - 2017年11月13日，公司发行3亿美元2025年到期、利率11%的高级有担保第二留置权票据，2021年11月15日后可按不同价格赎回[234][235] - 2018财年，公司基于超额现金流偿还约1.1亿美元B定期贷款，为超额现金流的75%，修订案将B定期贷款的强制性年度超额现金流回扫最高金额降低25%[223] - 公司为合伙企业提供最高2.75亿美元的循环信贷额度，合伙企业初始提取2.01亿美元[242] - 2020年3月31日，公司总长期债务和融资租赁义务为7.03亿美元，包括6700万美元的长期债务当期部分[246] - 2020年3月31日，公司4亿美元高级有担保循环信贷额度下无借款，约8000万美元信用证未结清；1亿美元证券化融资额度下无借款，约3100万美元信用证未结清[247] - 2020年第一季度，公司回购约4300万美元2025年到期的11.00%高级有担保第二留置权票据[251] 财务指标与流动性情况 - 2020年第一季度债务清偿收益为1700万美元，2019年同期债务清偿损失为2300万美元[200][201] - 2020年第一季度利息费用净额较2019年同期减少300万美元[202] - 截至2020年3月31日，公司总流动性为3.981亿美元，其中现金及现金等价物为7800万美元[205] - 2020年第一季度经营活动提供的现金为5100万美元，较2019年同期的8200万美元减少3100万美元[214] - 2020年第一季度投资活动使用的现金为2700万美元，较2019年同期的3400万美元减少700万美元[214] - 2020年第一季度融资活动使用的现金为2600万美元，较2019年同期的1.36亿美元减少1.1亿美元[214] - 2020年3月31日，公司需维持的最高第一留置权总杠杆比率不超过1.75:1.00，实际为1.45:1.00；最高总净杠杆比率不超过2.75:1.00，实际为2.17:1.00；最低固定费用覆盖率不低于1.10:1.00，实际为1.27:1.00[221] - 2020年3月31日，循环信贷额度无未偿还借款，有8000万美元信用证未偿还，未使用额度为3.2亿美元[226] - 2020年3月31日，证券化安排下合格应收账款约3000万美元，无未偿还借款，3100万美元信用证未偿还，无未使用额度，公司存入100万美元现金抵押[233] - 公司股票、单位和债务回购计划总额扩大至2.7亿美元，截至2020年5月11日可用额度为100,622美元[249] - 2020年3月31日，归属于公司的总权益为5.71亿美元，2019年12月31日为5.72亿美元[252] 股息与分配情况 - 公司高级有担保信贷安排限制每年支付股息最高2500万美元，当总净杠杆比率低于1.50:1.00时增至5000万美元，2020年3月31日总净杠杆比率为2.17:1.00，累计信贷约1100万美元[253] - 合伙企业与公司的内部贷款安排初始余额为2.01亿美元，当合伙企业净杠杆比率超过3.25:1.00或第一留置权总杠杆比率超过2.75:1.00时，限制向其单位持有人支付分配款项[254] - 2019年8月16日，公司持有的11,611,067个CCR次级单位按1:1转换为普通单位[256] - 2020年4月23日，CCR普通合伙人董事会决定暂停向所有单位持有人支付季度现金分配款项[257] 福利缴款与义务情况 - 2020年和2019年截至3月31日的三个月，公司根据1992年《煤炭行业退休人员健康福利法》的总缴款分别为1364美元和1551美元[258] - 基于2019年12月31日的可用信息，公司对美国矿工联合会综合福利基金和1992年福利计划的义务估计约为62295美元[258] - 公司参与美国矿工联合会综合福利基金和1992年福利计划，这些福利安排可能导致未在合并资产负债表中确认的额外负债[258] 风险因素情况 - 本季度报告中的前瞻性陈述涉及风险和不确定性，可能导致实际结果与陈述中表达或暗示的结果存在重大差异[260] - 新冠疫情对公司业务、经营成果和全球经济产生影响[260] - 默里能源破产导致的债务重组可能使公司承担某些责任[260] - 客户所在行业经济状况恶化可能降低对公司产品的需求[260] - 煤炭价格因多种不可控因素而波动和大幅波动[260] - 公司煤炭价格长期下跌会影响经营成果和现金流[260] - 自2019年12月31日以来，公司面临的市场风险没有重大变化[264]

煤炭储量情况 - 公司拥有约15亿吨位于阿巴拉契亚盆地和伊利诺伊盆地的未开发优质煤炭储量[15][19][22] - 截至2019年12月31日，宾夕法尼亚矿区控制着6.694亿吨优质匹兹堡煤层储量，可支持约23.5年的满负荷生产[19] - 截至2019年12月31日，PAMC有6.694亿可采煤炭储量，可支持约23.5年满负荷生产[41] - 截至2019年12月31日，公司估计有22亿吨可采煤炭储量[56] - 公司可采煤炭储量包括8130万吨未开发的冶金煤储量[58] - 截至2019年12月31日，贝利矿可采精煤储量总计1.153亿吨，2017 - 2019年分别生产煤炭1210万、1270万和1220万吨[62] - 截至2019年12月31日，恩洛福克矿可采精煤储量总计3.245亿吨，2017 - 2019年分别生产煤炭920万、990万和1000万吨[64] - 截至2019年12月31日，哈维矿可采精煤储量总计2.296亿吨，2017 - 2019年分别生产煤炭480万、500万和500万吨[65] - 截至2019年12月31日，伊特曼5号矿可采精煤储量总计2060万吨，预计每年产量约90万吨，开发预计持续约18个月[66] - 2019年宾夕法尼亚矿业综合体总可采储量为6.694亿吨，2018年为6.985亿吨[69] - 2019年伊特曼矿总可采储量为2060万吨，其中证实储量1000万吨，可能储量1060万吨[73] - 2019年北部阿巴拉契亚地区可采煤炭储量为10.809亿吨，中部阿巴拉契亚地区为1.386亿吨，伊利诺伊盆地为3.164亿吨[75] - 2018年北部阿巴拉契亚地区可采煤炭储量为10.809亿吨，中部阿巴拉契亚地区为1.649亿吨，伊利诺伊盆地为3.164亿吨[75] - 2019年公司总可采煤炭储量为15.359亿吨，2018年为15.622亿吨[75] - 截至2019年12月31日，公司经证实和可能可采煤炭储量为22.259亿吨，其中冶金煤8130万吨占3.7%，动力煤2.1446亿吨占96.3%[79] 公司权益情况 - 公司拥有宾夕法尼亚矿区75%的不可分割权益，CCR拥有其余25%[20] - 公司通过CCR的普通合伙人直接或间接拥有CCR 61.5%的合伙权益，包括1.7%的普通合伙人权益和59.8%的有限合伙人权益[20] 产能与产量情况 - 伊特曼煤矿预计2021年全面投产，届时每年将有90万吨优质低挥发分炼焦煤产能[22] - 2015 - 2019年美国煤炭总产量下降约22%，公司PAMC产量增长约20%[40] - 2019 - 2017年公司宾夕法尼亚州矿区产量分别为2730万吨、2760万吨、2610万吨[87] - 宾夕法尼亚矿业综合体目前年产能约2850万吨煤炭，中央选煤厂每小时可清洗和加工多达8200吨原煤，双批次火车装载设施每小时可装载多达9000吨精煤[61] - 2016和2017年Enlow Fork矿因不利地质条件（砂岩侵入）降低煤炭产量并负面影响单位成本[200] 销售与客户情况 - 2019年，公司前十大国内电厂客户每家接收超过50万吨宾夕法尼亚矿区煤炭，合计占国内煤炭发货量的81%[34] - 2012 - 2019年前十个月，公司在这些电厂的份额从12%增长到39%[34] - 截至2020年2月11日，假设煤炭年销售量处于指导范围中点，2020年和2021年的合同签订率分别为95%和43%[36] - 2019年公司超94%的销售客户来自2018年的客户组合，前十大客户占国内煤炭发货量的81%[45] - 2015 - 2016年公司PAMC煤炭年均出口量为550万吨，占年销量约23%，2019年出口量为900万吨，占比约33%[46] - 2019年公司约66%煤炭销售给美国发电企业，33%按出口市场定价，1%销售给其他国内客户；2018年分别为68%、29%、3%；2017年分别为65%、32%、3%[88] - 过去三年公司冶金煤年收入在7700万美元至9950万美元之间[88] - 2019年公司约88%煤炭按一年或以上合同销售[90] - 预计2020年宾夕法尼亚州矿区总合并年销售量约2450 - 2650万吨[91] - 2019年约1260万吨煤炭通过公司子公司的CONSOL海运码头运输，约70%来自宾夕法尼亚州矿区[96] - 2019财年，公司来自三个国内客户的煤炭销售收入均超过10%，合计约占煤炭销售的70%，国内客户集中度较2018财年有所增加[167] - 2019年，公司约88%的煤炭产量通过多年销售合同出售[163] - 2019年美国国内电力部门煤炭消费量约占美国煤炭消费总量的91%，宾夕法尼亚矿区约66%的煤炭销售给美国电力发电机企业[172] - 2019、2018、2017财年，公司年度煤炭收入中分别约有35%、29%、31%来自美国以外的出口客户[183] 财务与成本情况 - 2015 - 2019年，公司矿山安全与健康管理局总可报告事故率比全国地下烟煤矿平均事故率低约40%[37] - 2014 - 2019年，公司生产率从每人每小时5.69吨提高到7.10吨，每吨煤炭销售现金成本降低了17%[37] - 公司剩余储量平均收到基总发热量为12940Btu/lb，平均硫含量为2.36%[41] - 2019年公司吨煤销售总成本平均为每百万英热单位1.44美元[41] - 2006年以来，公司在PAMC投资超26亿美元，2018 - 2019年人均时产煤7.35吨[42] - 2019 - 2017年公司宾夕法尼亚州矿区煤炭平均销售价格分别为47.17美元/吨、49.28美元/吨、45.52美元/吨[88] - 2019 - 2017年公司总特许权使用吨数分别为617.1万吨、665.6万吨、765.6万吨，特许权使用收入分别为1991.9万美元、2191.7万美元、2602.3万美元[82] - 2020年公司预计资本支出为1.25 - 1.45亿美元[48] - 截至2019年12月31日，公司为复垦目的提供了总计5.27亿美元的担保债券，以及约2.02亿美元的担保债券、现金和信用证来担保其他义务[132] - 2019年全年，公司确认与废弃矿山复垦基金费用相关的支出为300万美元[133] - 现行废弃矿山复垦基金费用为地下开采煤炭每吨0.12美元，该费用目前计划实施至2021年9月30日[133] - 2018年美国深层开采煤消费税最高为每吨1.10美元，露天开采煤为每吨0.55美元，均不超过总销售价格的4.4%；2019年1月1日税率恢复到2008年前水平，深层开采煤为每吨0.50美元，露天开采煤为每吨0.25美元；2019年12月恢复2018年税率，有效期至2020年12月31日[143] 运输情况 - 该码头自2010年以来平均每年处理约1120万吨煤炭，年潜在最大吞吐量约1500万吨[96] - 公司煤炭主要通过铁路、船只或两者结合运输至客户，部分客户自行协商运输费率，公司也有运输专家与供应商协商[99] - 运输设施的可用性和可靠性以及运输成本波动会影响公司煤炭需求，运输服务中断或成本增加会对公司业务产生重大不利影响[176][177] 行业与竞争情况 - 煤炭行业竞争激烈，公司与美国内外众多生产商竞争，国际贸易政策、汇率波动等会影响公司竞争力[101] - 公司竞争的关键因素包括煤炭价格、质量、运输成本和供应可靠性，煤炭需求和价格受多种不可控因素影响[102] - 公司面临来自国内外煤炭生产商的竞争，主要基于价格、煤炭质量、运输成本和交付可靠性等方面[179] - 煤炭行业竞争加剧或公司竞争地位丧失，会对煤炭销售和价格产生不利影响，外币波动会影响公司煤炭在海外的竞争力[178][182] 政策法规影响 - 2015年，EPA将臭氧污染的NAAQS从75 ppb降至70 ppb，最终规则于2018年确定维持该标准，2020年10月1日将最终确定更新[113] - 2011年EPA发布CSAPR，2016年修订，2018年发布Close - Out Rule，2019年CSAPR Update Rule被发回EPA，Close - Out Rule被撤销[114] - 2019年6月19日，ACE规则正式废除CPP，为各州制定限制煤电厂CO₂排放计划提供指导，其对煤炭需求的最终影响未知[116] - 2009年EPA认定GHG排放危害公共健康和环境，授权其根据CAA限制GHG排放，如ACE规则中的CO₂排放NSPS [120] - 2019年10月3日，宾夕法尼亚州州长发布行政命令，指示该州环境保护部启动规则制定程序，使该州能够加入区域温室气体倡议[122] - 2015年11月3日，美国环保署发布最终废水排放限制指南和标准规则，于2016年1月4日生效，该规则设定了发电厂废水有毒金属排放的首个联邦限制[129] - 2017年9月13日，美国环保署最终确定一项规则，将特定废物流的某些适用日期推迟两年[129] - 2019年11月22日，美国环保署发布对2015年最终废水排放限制指南和标准规则中严格限制和标准的修订提案，并设立自愿激励计划，允许发电厂在2028年12月31日前实施变更[129] - 2019年12月23日，废除2015年“美国水域”定义的最终规则生效，将全国监管标准恢复到2015年前的规定[128] - 预计2020年将敲定重新定义“美国水域”以符合《清洁水法》文本的替代规则[128] - 2016年8月1日起，现行可吸入粉尘标准对指定职业从2.0mg/m³降至1.5mg/m³，对90部分矿工（有黑肺病发展迹象的煤矿工人）从1.0mg/m³降至0.5mg/m³[142] - 《患者保护与平价医疗法案》对《联邦黑肺病福利法案》做出两项改变，增加了公司遵守该法案的成本，且公司还需根据各州法规承担黑肺病索赔责任[145] - 公司煤炭开采业务受联邦、州和地方环境、健康和安全法规约束，合规成本增加，新法规可能带来重大影响[105] - 煤炭燃烧排放杂质的环保标准使电力发电机企业合规成本增加，可能促使其改用替代燃料，影响公司业务[187][188] - 应对气候变化的法规及不确定性可能增加公司运营成本，降低煤炭资产价值，对煤炭市场产生不利影响[189] - 现有和未来环保相关法律法规可能增加公司煤炭业务成本并限制运营[195] 公司运营风险 - 全球经济状况恶化、金融低迷或信贷市场负面情况可能对公司流动性、经营业绩、现金流、业务和财务状况产生重大不利影响[152] - 煤炭价格波动大，受供应过剩、天气和替代燃料价格等因素影响，价格大幅或长期下跌将对公司业务产生不利影响[154] - 公司主要采矿设备的重大停机或无法及时、足量、合理成本获取设备、零件和原材料，会损害公司供应煤炭的能力并影响经营业绩[158] - 若公司煤炭客户不延长现有合同或不签订有利的新多年煤炭销售合同，公司运营盈利能力可能受不利影响[162] - 公司无法获取或开发经济上可开采的额外煤炭储量，可能对未来盈利能力产生重大不利影响[170] - 天然气发电厂的间接竞争可能在短期内取代大量燃煤发电，尤其是老旧低效的燃煤发电机[174] - 电力需求增长放缓，如经济状况恶化等导致的电力需求进一步下降，将长期对公司业务产生重大不利影响[175] - 国际市场存在诸多风险，包括政治经济条件变化、政策限制、合同执行困难、关税壁垒、货币波动等，会对公司业务产生不利影响[183] - 公司被巴尔的摩市列为气候变化诉讼被告，未来可能面临类似诉讼及高额法律成本[194] - 公司子公司Fola Coal有9起公民诉讼挑战排水许可证，6起保留责任，其中1起驳回，其余和解[197] - 公司煤矿运营面临多种风险，可能影响运营、财务状况和现金流，部分风险保险可能不足[199][200][202] - 联邦和州法律要求公司获取担保债券或信用证，债券成本波动、市场条款不利，监管可能更严格[204] - 公司所有运营煤矿位于宾夕法尼亚州西南部和西弗吉尼亚州北部的单一矿区，易受当地不利条件影响[206][207] - 公司大部分煤炭储量区域有页岩油气开采，与开采商协调可能产生额外成本和延误，购买油井成本可能使开采不经济[209][210] - 公司维持和发展业务需大量资本支出，若无法获得资金，财务杠杆可能增加[211][212] - 低ESG或可持续发展评分可能导致公司证券被部分投资基金排除，引发部分投资者负面看法[214] 季节性与其他影响 - 公司业务受季节影响有限，极端天气会增加煤炭需求，恶劣天气会影响煤炭运输[100] 员工情况 - 截至2019年12月31日，公司有1792名员工，其中37名CONSOL海运码头员工由集体谈判协议代表[147]

煤炭储量与产能 - 截至2018年12月31日，PAMC控制着6.985亿短吨优质匹兹堡煤层储量，足够约25年的满负荷生产；公司拥有或控制约16亿短吨绿地储量[178] - 2021年Itmann矿新选煤厂建成后，预计每年生产60多万千吨优质低挥发分炼焦煤[181] - 中央选煤厂每小时可清洗和处理多达8200短吨原煤[182] 股权与权益 - 公司直接或间接拥有CCR 61.5%的合伙权益，其中普通合伙人权益为1.7%，有限合伙人权益为59.8%；截至2019年9月30日，CCR资产包括PAMC 25%的不可分割权益及完全运营控制权[181] 合同签订情况 - 以2700万短吨的年煤炭销量计算，截至2019年11月5日，2020年和2021年的合同签订率分别为82%和36%[183] 2019年第三季度财务关键指标变化 - 2019年第三季度，PAMC实现历史上最强劲的第三季度产量；净收入为700万美元；季度内偿还债务（含保费）2150万美元；斥资2300万美元回购约5%的已发行普通股[184] - 2019年第三季度，煤炭销售成本为2.54328亿美元，2018年同期为2.34047亿美元；2019年前九个月，煤炭销售成本为7.69688亿美元，2018年同期为7.25841亿美元[191] - 2019年第三季度，煤炭销售现金成本为2.12063亿美元，2018年同期为1.9198亿美元；2019年前九个月，煤炭销售现金成本为6.41554亿美元，2018年同期为5.97265亿美元[191] - 2019年第三季度总成本和费用为3.23907亿美元，2018年同期为3.15854亿美元；2019年前九个月总成本和费用为10.12355亿美元，2018年同期为10.08501亿美元[191] - 2019年第三季度公司归属于股东的净利润为400万美元，2018年同期为600万美元[196] - 2019年第三季度PAMC部门税前利润为3100万美元，2018年同期为3800万美元[199] - 2019年第三季度煤炭产量为650万吨，2018年同期为640万吨[202] - 2019年第三季度煤炭收入为3.02亿美元，2018年同期为2.95亿美元[200][204] - 2019年第三季度运费收入和运费支出均为400万美元，2018年同期均为200万美元[200][205] - 2019年第三季度煤炭销售成本为2.54亿美元，2018年同期为2.34亿美元[200][207] - 2019年第三季度其他成本较2018年同期减少300万美元[200][208] - 2019年第三季度销售、一般和行政成本为1400万美元，2018年同期为1700万美元[200][209] - 2019年第三季度其他业务活动税前亏损为2200万美元，2018年同期为3000万美元[212] - 2019年和2018年第三季度终端收入均为1600万美元，其他杂项收入均为700万美元，2019年资产出售收益为100万美元，2018年无此项收益[213][214][215] - 2019年第三季度总营收和其他收入为2400万美元，2018年为2300万美元，同比增加100万美元[213] - 2019年第三季度其他成本和费用为4600万美元，2018年为5300万美元，同比减少700万美元[213] 2019年前三季度财务关键指标变化 - 2019年前三季度煤炭总收入为9.84665亿美元，2018年同期为10.16503亿美元[194] - 2019年前三季度归属于公司股东的净利润为6200万美元，2018年同期为1.13亿美元[224] - 2019年前三季度PAMC部门税前收益为1.56亿美元，2018年同期为2.21亿美元[227] - 2019年前三季度煤炭产量为2060万吨，2018年同期为2080万吨，同比减少19万吨，主要因Bailey矿产量减少，部分被Enlow Fork矿和Harvey矿产量增加抵消[230] - 2019年前三季度煤炭收入为9.85亿美元，2018年同期为10.17亿美元，同比减少3200万美元，主要因平均销售价格降低和销量略有下降，部分被出口煤价格上涨抵消[228][233] - 2019年前三季度运费收入和运费支出均为1400万美元，2018年同期均为3800万美元，同比减少2400万美元，因公司需提供运输服务的客户发货量减少[234] - 2019年前三季度其他杂项收入为1400万美元，2018年同期为1700万美元，同比减少300万美元，主要因外购煤销售减少，部分被客户合同买断收入抵消[228][236] - 2019年前三季度PAMC部门煤炭销售平均现金成本为每吨31.16美元，2018年为每吨28.87美元，同比增加2.29美元[232] - 2019年前9个月煤炭销售总成本7.7亿美元，较2018年同期的7.26亿美元增加4400万美元，每吨销售总成本从2018年的35.07美元涨至37.39美元[237] - 2019年前9个月其他成本较2018年同期减少2100万美元[238] - 2019年前9个月PAMC部门销售、一般和行政成本为5000万美元，较2018年同期的4300万美元增加700万美元[239] - 2019年前9个月其他业务活动税前亏损8000万美元，与2018年同期持平[242] - 2019年前9个月码头收入为5100万美元，较2018年同期的4800万美元增加300万美元[243][244] - 2019年前9个月杂项其他收入为2200万美元，较2018年同期的3000万美元减少800万美元[243][245] - 2019年前9个月运营及其他成本为6200万美元，较2018年同期的6600万美元减少400万美元[243][247] - 2019年前9个月折旧、损耗和摊销较2018年同期减少600万美元[243][248] - 2019年前9个月债务清偿损失为2500万美元，2018年同期为300万美元[243][250][251] - 2019年前9个月经营活动提供的现金为2.23亿美元，较2018年同期的3.3亿美元减少1.07亿美元[261] 资本支出与债务情况 - 2019年资本总支出为1.31亿美元，较2018年的9700万美元增加3400万美元[264] - 2019年前九个月，公司在定期贷款B安排、11.00%优先担保第二留置权票据和定期贷款A安排上的总付款为1.66亿美元，其中包括定期贷款B安排所需的1.1亿美元超额现金流还款[264] - 2019年3月28日，公司修订高级担保信贷安排，将循环信贷安排的借款承诺增加至4亿美元，定期贷款A安排本金余额为1亿美元，定期贷款B安排本金余额为2.75亿美元，修订还降低了适用利差并延长到期日[266] - 截至2019年9月30日，公司需维持的最大第一留置权总杠杆比率为不超过2.00:1.00，到2020年3月降至1.75:1.00，该比率实际为1.15:1.00；最大总净杠杆比率为不超过3.00:1.00，到2020年3月降至2.75:1.00，实际为1.78:1.00；最低固定费用覆盖率为不低于1.10:1.00，实际为1.46:1.00[270] - 2019年前九个月，公司根据2018年12月31日的超额现金流情况，对定期贷款B安排进行了约1.1亿美元的还款，修订将定期贷款B安排下的强制性年度超额现金流清扫的最高金额降低了25%[271] - 2019年前九个月，公司进行利率互换，将定期贷款B安排中1.5亿美元的浮动利率在2020年和2021年12月31日前转换为固定利率，5000万美元在2022年12月31日前转换为固定利率[273] - 截至2019年9月30日，循环信贷安排无未偿还借款，有7400万美元信用证未偿还，未使用额度为3.26亿美元[276] - 应收账款证券化计划下的预付款和未偿还信用证最高不超过1亿美元，截至2019年9月30日，合格应收账款约为3800万美元，无未偿还借款，4000万美元信用证未偿还，无未使用额度，公司存入200万美元现金抵押品[278][282] - 2019年前九个月和前三个月，应收账款融资安排相关成本分别为109.5万美元和34.4万美元[282] - 2017年11月13日，公司发行3亿美元2025年到期的11.00%优先担保第二留置权票据[284] - 2021年11月15日及之后，公司赎回二级抵押票据价格为2021年105.50%、2022年102.75%、2023年及以后100.00%[285] - 2020年11月15日前，公司可用不超股权发行净现金收益赎回最多35%二级抵押票据，赎回价为111.00%[286] - 2019年9月30日，公司长期债务和融资租赁义务共7.47亿美元，含流动部分4500万美元[295] - 2019年9月30日，4亿美元高级担保循环信贷额度下有7400万美元信用证未偿还，1亿美元证券化工具下有4000万美元信用证未偿还[296] 股票与分红情况 - 公司股票、票据和单位回购计划累计上限达2亿美元[298] - 2019年前九个月，公司回购约3500万美元2025年到期11.00%高级担保二级抵押票据[300] - 2019年9月30日，公司总权益为5.93亿美元，2018年12月31日为5.52亿美元[301] - 2019年9月30日，公司总净杠杆比率为1.78:1.00，累计信贷约7500万美元[302] - 2019年10月30日，CCR普通合伙人董事会宣布向有限合伙人及普通合伙人支付每单位0.5125美元现金分红[304] - 2019年8月16日，CCR全部11611067份次级单位转换为普通单位[306] 福利缴款与义务 - 2019年和2018年截至9月30日的三个月，公司根据1992年《煤炭行业退休人员健康福利法》的总缴款分别为1556美元和1770美元[307] - 2019年和2018年截至9月30日的九个月，公司根据1992年《煤炭行业退休人员健康福利法》的总缴款分别为4662美元和5254美元[307] - 基于2018年12月31日的可用信息，公司对美国矿工联合会综合福利基金和1992年福利计划的义务估计约为70859美元[307] 风险与其他说明 - 本季度报告中的前瞻性陈述涉及风险和不确定性，可能导致实际结果与陈述中表达或暗示的结果存在重大差异[308] - 影响公司的风险因素包括客户所在行业经济状况恶化、煤炭价格波动、债务协议和利率变化等[308][310] - 公司不维持未在合并财务报表附注中披露的表外交易、安排等[307] - 公司参与美国矿工联合会综合福利基金和1992年福利计划，这些福利安排可能导致未在合并资产负债表中确认的额外负债[307] - 公司使用担保债券、公司担保和信用证来确保其与员工、环境等相关的财务义务[307] - 自2018年12月31日以来，公司的市场风险敞口没有重大变化[314] - 公司不承担公开更新前瞻性陈述的义务，除非适用法律要求[308][313]

煤炭储量情况 - 截至2018年12月31日，PAMC控制着6.985亿短吨优质匹兹堡煤层储量，足够约25年的满负荷生产；公司拥有或控制着约16亿短吨位于北部阿巴拉契亚、中部阿巴拉契亚和伊利诺伊盆地的未开发煤炭储量[175] 公司权益结构 - 公司直接或间接通过CCR的普通合伙人拥有CCR 61.4%的合伙权益，其中包括1.7%的普通合伙人权益和59.7%的有限合伙人权益；截至2019年6月30日，CCR拥有PAMC 25%的不可分割权益并拥有完全运营控制权[178] 煤矿建设计划 - 伊特曼煤矿预计2019年末或2020年初开工建设，2021年新选煤厂建成后实现全面生产，预计年产量超60万短吨优质低挥发分炼焦煤[178] 生产率情况 - 2018年全年，PAMC的生产率平均为每名员工每小时7.62短吨煤炭，而其他目前运营的北部阿巴拉契亚长壁煤矿平均为每名员工每小时5.18短吨[179] 合同签订率 - 截至2019年8月6日，假设年煤炭销售量为2700万短吨，2020年和2021年的合同签订率分别为80%和34%[180] 安全绩效情况 - 2019年第二季度，PAMC员工的安全绩效较上年同期提高了30%，中央选煤厂和CONSOL海运码头本季度无事故发生[181] 2019年第二季度财务关键指标 - 2019年第二季度净收入为4900万美元[181] - 2019年第二季度总债务减少超2100万美元[181] - 2019年第二季度以1000万美元回购了约1.2%的已发行CONSOL Energy Inc.普通股[181] - 2019年第二季度煤炭销售成本为2.73481亿美元，现金煤炭销售成本为2.30171亿美元；2019年上半年煤炭销售成本为5.1536亿美元，现金煤炭销售成本为4.29491亿美元[188] - 2019年第二季度公司净收入为4300万美元，2018年同期为4500万美元[193] - 2019年第二季度PAMC部门税前收益为6200万美元，2018年同期为8500万美元[196] - 2019年第二季度煤炭产量为720万吨，2018年同期为770万吨[199] - 2019年第二季度煤炭收入为3.51亿美元，2018年同期为3.71亿美元，减少2000万美元[202] - 2019年第二季度运费收入和运费支出均为400万美元，2018年同期为1700万美元，减少1300万美元[203] - 2019年第二季度煤炭销售成本为2.73亿美元，2018年同期为2.57亿美元，增加1600万美元[205] - 2019年第二季度其他成本减少1300万美元，主要归因于去年同期的额外成本[206] - 2019年和2018年第二季度PAMC部门销售、一般和行政成本均为1500万美元[207] - 2019年第二季度其他业务活动税前亏损为1500万美元，2018年同期为2900万美元[210] 2019年截至6月30日三个月财务关键指标 - 2019年和2018年截至6月30日的三个月，终端收入均为1700万美元[211][212] - 2019年截至6月30日的三个月，杂项其他收入为800万美元，2018年同期为600万美元，增加200万美元[211][213] - 2019年截至6月30日的三个月，运营及其他成本为2100万美元，2018年同期为2000万美元，增加100万美元[211][215] - 2019年截至6月30日的三个月，折旧、损耗及摊销减少700万美元[211][216] - 2019年截至6月30日的三个月，利息支出净额减少500万美元[211][219] 2019年上半年财务关键指标 - 2019年上半年归属于公司股东的净利润为5800万美元，2018年同期为1.08亿美元[221] - 2019年上半年PAMC部门税前收益为1.26亿美元，2018年同期为1.83亿美元[224] - 2019年上半年煤炭产量为1410万吨，2018年同期为1440万吨，减少30.9万吨[227] - 2019年上半年煤炭收入为6.83亿美元，2018年同期为7.22亿美元，减少3900万美元[225][230] - 2019年上半年煤炭销售总成本为5.15亿美元，2018年同期为4.92亿美元，增加2300万美元[225][234] - 2019年上半年其他成本较2018年同期减少1900万美元，主要因去年同期外购煤炭、员工福利和滞期费等额外成本[235] - 2019年上半年PAMC部门销售、一般和行政成本为3600万美元，较2018年同期增加1000万美元，主要因退休员工奖励摊销和系统转换支出增加[236] - 2019年上半年其他业务活动税前亏损6000万美元，较2018年同期的5000万美元增加1000万美元[239] - 2019年上半年码头收入为3500万美元，较2018年同期增加300万美元，主要因吞吐量增加70万吨[241] - 2019年上半年杂项其他收入为1600万美元，较2018年同期减少700万美元[242] - 2019年上半年债务清偿损失为2500万美元，2018年同期为300万美元，主要因公开市场回购和贷款再融资[247][248] - 2019年公司资本需求预计在1.55亿至1.85亿美元之间，较2018年增加，主要因项目支出增加[252] - 2019年上半年经营活动提供的现金为1.66亿美元，较2018年同期减少1.12亿美元，主要因净收入减少和其他因素[258] - 2019年上半年投资活动使用的现金为8200万美元，较2018年同期增加2700万美元，主要因建设项目支出增加[259] - 2019年上半年融资活动使用的现金为1.75亿美元，较2018年同期增加8200万美元，主要因贷款还款和融资费用[261] 信贷安排修订情况 - 2019年3月28日，公司修订高级有担保信贷安排，循环信贷额度增至4亿美元，A定期贷款额度为1亿美元，B定期贷款额度为2.75亿美元，循环信贷和A定期贷款到期日延至2023年3月28日，B定期贷款到期日延至2024年9月28日[263] - 修订使循环信贷和A定期贷款利率适用利差降低50个基点，B定期贷款降低150个基点，B定期贷款年度强制超额现金流回扫最高金额降低25%[263][268] - 2019年6月起，A定期贷款按季度分期偿还，前四期为原本金的3.75%，随后八期为6.25%，之后为8.75%；B定期贷款按季度分期偿还，金额为修订后本金的0.25%[263][265] 信贷比率要求及实际情况 - 截至2019年6月30日，公司需维持最高第一留置权总杠杆比率不超过2.00:1.00（2020年3月降至1.75:1.00），最高总净杠杆比率不超过3.00:1.00（2020年3月降至2.75:1.00），最低固定费用覆盖率不低于1.10:1.00，当时实际比率分别为1.15:1.00、1.74:1.00、1.52:1.00[267] 贷款偿还情况 - 2019年上半年，公司根据2018年底超额现金流偿还约1.1亿美元B定期贷款，2018财年还款为超额现金流的75%，后续财年为0% - 75%[268] 利率互换情况 - 2019年第二季度，公司进行利率互换，将1亿美元B定期贷款浮动利率转换为固定利率，平均降低利率80个基点[269] 信贷额度使用情况 - 截至2019年6月30日，循环信贷额度无未偿还借款，有5800万美元信用证未偿还，未使用额度为3.42亿美元[272] 应收账款证券化项目情况 - 2017年11月30日公司设立应收账款证券化项目，最高预支和信用证未偿还金额不超过1亿美元，2018年8月将期限延长至2021年8月30日[273][274] - 截至2019年6月30日，证券化项目合格应收账款约3400万美元，无未偿还借款，有3800万美元信用证未偿还，无未使用额度，公司存入400万美元现金抵押[278] 高级有担保第二留置权票据情况 - 2017年11月13日，公司发行3亿美元2025年到期、利率11%的高级有担保第二留置权票据，2021 - 2022年赎回价格分别为105.50%、102.75%，2023年及以后为100%[280][281] 长期债务和融资租赁义务情况 - 2019年6月30日，公司总长期债务和融资租赁义务为7.63亿美元，包括3800万美元的长期债务当期部分[291] 信贷安排未偿还情况 - 2019年6月30日，公司在4亿美元的高级有担保循环信贷安排下无未偿还借款，有5800万美元的未偿还信用证；在1亿美元的证券化安排下无未偿还借款，有3800万美元的未偿还信用证[292] 回购计划情况 - 2019年5月，公司股票、单位和债务回购计划扩大7500万美元，使总限额达到1.75亿美元，购买CONSOL Coal Resources LP普通股单位的限额增至5000万美元，计划终止日期延至2020年6月30日[294] - 2019年上半年，公司回购约1900万美元2025年到期的11.00%高级有担保第二留置权票据，回购并注销351443股普通股，平均价格为每股27.18美元，购买6884个合伙企业普通股单位，平均价格为每个单位17.35美元[296] 公司总权益情况 - 2019年6月30日，公司总权益为6.1亿美元，2018年12月31日为5.52亿美元[297] 股息支付限制情况 - 公司高级有担保信贷安排限制每年支付股息最高2500万美元，当总净杠杆比率低于1.50:1.00时增至每年5000万美元；2019年6月30日，总净杠杆比率为1.74:1.00，累计信贷约为9700万美元[298] 附属公司信贷协议情况 - 2017年11月28日，公司与合伙企业签订附属公司信贷协议，提供最高2.75亿美元的循环信贷安排，合伙企业初始提取2.01亿美元[288] CCR现金分配情况 - 2019年7月25日，CCR普通合伙人董事会宣布向有限合伙人单位持有人和普通合伙人权益持有人支付每单位0.5125美元的现金分配，将于8月15日支付[300] CCR单位转换情况 - 2019年8月16日，公司持有的11611067个CCR次级单位将按1:1转换为普通股单位[302] 煤炭行业退休人员健康福利法缴款情况 - 2019年和2018年截至6月30日的三个月，公司根据1992年《煤炭行业退休人员健康福利法》的总缴款分别为1555美元和1762美元；六个月的总缴款分别为3106美元和3484美元[303] 前瞻性陈述风险 - 公司季报中的前瞻性陈述涉及风险和不确定性，可能导致实际结果与陈述有重大差异[304] 经营风险因素 - 客户所在行业经济状况恶化可能降低产品需求、影响收款和获取资本能力[304] - 煤炭价格受多种不可控因素影响而波动，价格下跌会影响经营成果和现金流[304] - 债务协议、债务和利率变化会影响公司经营成果和现金流[304] - 附属公司信贷协议会影响公司现金流[304] - 外币波动可能影响公司煤炭在国外的竞争力[304] - 公司依赖主要客户，美国电力发电机需求和煤炭消费模式变化会有影响[304] - 公司可能无法获取经济可采的煤炭储量和其他资产[304][306] - 运输设施的可用性、可靠性及成本波动会影响煤炭销售[306] 市场风险敞口情况 - 自2018年12月31日以来，公司市场风险敞口无重大变化[310]

煤炭储量情况 - 截至2018年12月31日，PAMC控制着6.985亿短吨优质匹兹堡煤层储量，可支持约25年的满负荷生产；公司拥有或控制着约16亿短吨位于北部阿巴拉契亚、中部阿巴拉契亚和伊利诺伊盆地的未开发煤炭储量[162] 股权权益情况 - 公司直接或间接通过CCR的普通合伙人拥有CCR 61.4%的合伙权益，其中包括1.7%的普通合伙人权益和59.7%的有限合伙人权益；截至2019年3月31日，CCR拥有PAMC 25%的不可分割权益并拥有完全运营控制权[165] - 公司拥有PAMC 75%的不可分割权益，截至2019年3月31日，对合伙企业的经济所有权权益为61.4%[214] 煤炭销售合同签订情况 - 2019年和2020年，假设年煤炭销售量为2700万短吨，截至2019年5月8日，公司的合同签订率分别超过95%和71%[167] 员工安全绩效情况 - 2019年第一季度，PAMC员工的安全绩效较上年同期提高了70%，中央选煤厂和CONSOL海运码头实现了无事故季度[168] 财务关键指标 - 净收入 - 2019年第一季度净收入为2000万美元[168] - 2019年第一季度归属于CONSOL Energy Inc.股东的净收入为1400万美元，2018年同期为6200万美元[181] 财务关键指标 - 债务情况 - 2019年第一季度公司总债务减少了1亿美元[168] - 2019年第一季度修订并偿还债务，使公司年度预期利息支出减少1500万美元[168] - 2019年第一季度，公司根据2018年12月31日的超额现金流，对定期贷款B安排还款约1.1亿美元[226] - 2019年3月31日，公司第一留置权总杠杆比率为1.12:1，总净杠杆比率为1.71:1，固定费用覆盖率为1.79:1[225] - 2019年3月31日，公司重大合同义务总计24.01144亿美元，包括采购订单、长期债务、利息等[248] - 2019年3月31日，公司长期债务和融资租赁义务未偿还总额7.84亿美元，包括TLB、第二留置权票据、TLA等[250] 财务关键指标 - 成本情况 - 2019年第一季度成本销售煤炭为2.41878亿美元，2018年为2.3414亿美元；现金成本销售煤炭2019年为1.99319亿美元，2018年为1.93044亿美元[176] - 2019年第一季度平均每吨现金成本为29.71美元，2018年为29.21美元；2019年第一季度平均每吨现金利润率为19.67美元，2018年为23.77美元[179] - 2019年第一季度煤炭销售成本为2.42亿美元，较2018年同期的2.34亿美元增加800万美元，主要因项目费用和天然气井封堵活动增加[193] - 2019年第一季度其他成本为1100万美元，较2018年同期的1700万美元减少600万美元，主要因外购煤炭成本和滞期费减少[194] - 2019年第一季度销售、一般和行政费用为2100万美元，较2018年同期的1100万美元增加1000万美元，主要因退休员工奖励摊销加速和软件转换支出增加[195] 财务关键指标 - 收入情况 - 2019年第一季度煤炭产量为680万吨，较2018年同期的670万吨略有增加，主要因Enlow Fork和Harvey矿产量增加，部分被Bailey矿产量减少抵消[187] - 2019年第一季度煤炭收入为3.33亿美元，较2018年同期的3.51亿美元减少1800万美元，主要因平均销售价格下降[185][189] - 2019年第一季度运费收入和运费支出均为700万美元，较2018年同期的1800万美元减少1100万美元，因公司承担运输服务的客户发货量减少[190] - 2019年第一季度其他杂项收入为500万美元，较2018年同期的900万美元减少400万美元，主要因外购煤炭销售减少[191] - 2019年第一季度码头收入为1800万美元，较2018年同期的1500万美元增加300万美元，主要因某客户的额外收入[200] 财务关键指标 - 所得税前收益/亏损 - PAMC部门2019年第一季度所得税前收益为6400万美元，较2018年同期的9800万美元减少3400万美元[184][185] - 其他部门2019年第一季度所得税前亏损为4500万美元，较2018年同期的2100万美元增加2400万美元[198][199] 财务关键指标 - 债务清偿损失 - 2019年第一季度债务清偿损失为2300万美元，2018年同期为100万美元[206] 财务关键指标 - 利息费用 - 利息费用净额较上期减少200万美元，主要因定期贷款B安排的1.1亿美元还款及信贷安排再融资[207] 财务关键指标 - 资本需求 - 2019年公司资本需求预计在1.55亿至1.85亿美元之间，高于2018年水平[210] 财务关键指标 - 现金流量 - 2019年第一季度经营活动提供的现金为8200万美元，较2018年同期减少3400万美元[216] - 2019年第一季度投资活动使用的现金为3400万美元，较2018年同期增加1200万美元[216] - 2019年第一季度融资活动使用的现金为1.36亿美元，较2018年同期增加8000万美元[216] 信贷安排情况 - 2019年3月28日，公司修订高级担保信贷安排，循环信贷安排承贷额增至4亿美元[221] - 2017年11月28日，公司与合伙企业签订附属公司信贷协议，提供最高2.75亿美元循环信贷额度，合伙企业初始提取2.01亿美元[245] 应收账款证券化项目情况 - 应收账款证券化项目最大预支和信用证未偿还金额不超过1亿美元[231] - 证券化项目贷款利息按储备调整后的LIBOR市场指数利率计算，项目费和信用证参与费为每年2.00% - 2.50%，未使用承诺费为每年0.60%[232] - 2019年3月31日，合格应收账款约4100万美元，信用证未偿还金额4800万美元，公司存入700万美元现金抵押品，应收账款融资成本为38.2万美元[235] - 2018年8月，证券化工具期限延长三年至2021年8月30日[230] 票据发行及赎回情况 - 2017年11月13日，公司发行3亿美元2025年到期的11.00%高级有担保第二留置权票据[237] - 2021 - 2022年、2023年及以后，第二留置权票据赎回价格分别为105.50%、102.75%、100.00%；2020年11月15日前，可用股权发行净现金赎回最多35%，赎回价格为111.00%[238][239] - 若发生控制权变更，公司将以101%本金加应计未付利息回购第二留置权票据[242] 回购计划情况 - 2017年12月，公司董事会批准一项回购计划，至2019年6月30日累计回购金额上限为5000万美元；2018年7月修订为上限1亿美元，还授权使用最多2500万美元购买CONSOL Coal Resources LP的普通股[252] - 2019年第一季度，公司回购约700万美元2025年到期的11.00%高级有担保第二留置权票据，未回购普通股和合伙单位[254] 权益及股息情况 - 2019年3月31日，公司总权益为5.72亿美元，2018年12月31日为5.52亿美元[256] - 公司高级有担保信贷安排限制每年支付股息最高2500万美元，当总净杠杆比率低于1.50:1.00时增至每年5000万美元；2019年3月31日，总净杠杆比率为1.71:1.00，累计信贷约9200万美元[257] 合伙企业分配情况 - 合伙企业与公司的公司间贷款初始未偿还余额为2.01亿美元，当合伙企业净杠杆比率超过3.25:1.00或第一留置权总杠杆比率超过2.75:1.00时，限制向单位持有人支付分配款项[258] - 2019年4月25日，CCR普通合伙人董事会宣布向有限合伙人单位持有人和普通合伙人权益持有人每股支付0.5125美元现金分配，5月15日支付给5月7日登记在册的单位持有人[259] 福利缴款情况 - 2019年和2018年第一季度，公司根据1992年《煤炭行业退休人员健康福利法》的总缴款分别为1551美元和1722美元；截至2018年12月31日，公司对UMWA综合福利基金和1992年福利计划的义务估计约为70859美元[260] 市场风险敞口情况 - 自2018年12月31日以来，公司市场风险敞口无重大变化[266]

公司发展历程 - 公司于2017年11月28日成为独立上市公司，前母公司拆分出天然气公司CNX Resources Corporation和CONSOL Energy Inc [21] - 2015年7月，CCR首次公开募股500万个代表有限合伙权益的普通股单位，承销商行使超额配售权额外购买并转售56.1067万个普通股单位；同时，CCR在私募中额外出售500万个代表有限合伙权益的普通股单位 [32] - 2016年9月，CCR子公司CONSOL Thermal以2150万美元现金和6730万美元股权对价（发行395.6496万个A类优先股单位）收购PAMC额外5%的不可分割权益 [34] 公司权益结构 - 公司直接或间接通过CCR的普通合伙人拥有CCR 61.7%的合伙权益，包括1.7%普通合伙人权益和60.0%有限合伙人权益 [26] 煤炭储量情况 - 截至2018年12月31日，PAMC控制6.985亿短吨匹兹堡煤层优质储量，可支持约25年满负荷生产；公司拥有或控制约16亿短吨绿地储量 [25] - 截至2018年12月31日，PAMC有6.985亿可采煤炭储量，可支持约25年满负荷生产[47] - 公司剩余储量平均含硫量2.30%，ILB平均约2.9%，NAPP其他地区平均约3.3%[47] - 截至2018年12月31日，贝利矿可采储量16340万吨，2018 - 2016年分别产煤1270、1210、1210万吨[68] - 截至2018年12月31日，恩洛福克矿可采储量33360万吨，2018 - 2016年分别产煤990、920、960万吨[69] - 截至2018年12月31日，哈维矿可采储量20150万吨，2018 - 2016年分别产煤500、480、300万吨[70] - 2018 - 2017年可采煤炭储量减少3700万吨，2018年生产2760万吨，重新评估和分配减少940万吨[73] - 2018 - 2017年，北部阿巴拉契亚、中部阿巴拉契亚和伊利诺伊盆地的非运营和未分配可采煤炭储量均为1080.9、164.9、316.4百万吨[75] - 2018年，冶金煤储量8700万吨，占比3.8%；动力煤储量2.1737亿吨，占比96.2%[78] 客户与销售情况 - 2018年，公司前十二大国内电厂客户每家接收超过50万吨PAMC煤炭，合计占国内煤炭发货量的88%；这些电厂1 - 10月加权平均产能利用率比其他NAPP铁路服务电厂高12% [40] - 公司在这些电厂的份额从2012年的10%增长到2018年前十个月的42%；2018年运往两大国内客户电厂的PAMC煤炭量从2017年的230万吨增加到550万吨 [40] - 截至2019年2月7日，假设年煤炭销售量为2700万吨，2019年和2020年的合同签订率分别超过95%和53% [40] - 2018年超90%的销售客户来自2017年的客户组合[51] - 2018年不到1.5%的总销售是给未来五年内计划退役的国内电厂客户[51] - 2018年公司前十二大客户电厂占国内煤炭发货量的88%，且未来五年无退役计划[51] - 2018 - 2016年公司煤炭销售中，美国电力发电机客户占比分别为68%、65%、75%；出口市场占比分别为29%、32%、22%；其他国内客户占比均为3%[87] - 2018年约68%的煤炭产量按一年或以上期限合同销售[89] - 预计2019和2020年宾夕法尼亚矿区年销售约2700万吨[90] - 2018年约1240万吨煤炭通过子公司码头运输，其中约60%产自宾夕法尼亚矿区[95] - 2018年全年公司约68%的煤炭产量通过多年销售合同出售[159] - 2018财年，公司三大客户各自占煤炭销售总收入超10%，合计约占57%[163] - 2018年，美国国内电力部门约占美国煤炭总消费量的92%[167] - 2018年，宾夕法尼亚矿区约68%的煤炭销售给美国电力发电机企业[167] 安全与生产率指标 - 2014 - 2018年，公司MSHA可报告事故率比全国平均地下烟煤矿事故率低约34%；截至2018年12月31日的十二个月内，公司MSHA重大和实质性（S&S）违规率比行业平均低约36% [41] - 公司生产率从2014年的每人每小时5.69吨提高到2018年的7.62吨，同期每吨煤炭销售现金成本降低21% [43] - 2015 - 2018年美国煤炭总产量下降约15%，公司PAMC产量增长约21%[46] - 2016 - 2017年PAMC人均时产煤7.31吨，2018年提高到7.62吨[49] 财务与成本指标 - 2018 - 2016年，总特许权使用吨位分别为616.3、765.6、784.7万吨[81] - 2018 - 2016年，特许权使用净收入分别为2.1917亿、2.6023亿、1.9725亿美元[81] - 2018年公司吨煤销售总成本平均为每百万英热单位1.37美元[47] - 2018 - 2016年PA矿区总产量分别为2760万吨、2610万吨、2470万吨[86] - 2018 - 2016年PA矿区煤炭平均销售价格分别为49.28美元/吨、45.52美元/吨、43.31美元/吨[87] - 过去三年公司煤炭平均售价从2016年的43.31美元/吨涨至2018年的49.28美元/吨[93] - 2019年公司预计投入1.35 - 1.55亿美元用于维护资本支出[54] 生产设施情况 - 宾夕法尼亚矿业综合体年产能约2850万吨煤炭，中央洗煤厂每小时可清洗和加工8200吨煤炭，双批次火车装载设施每小时可装载9000吨煤炭[67] 产权管理情况 - 公司租赁或购买煤炭产权时由律师事务所核实产权和边界，约在开发或开采前五年审查和更新产权摘要和报告[79] 开采技术情况 - 2018年公司100%的产量来自配备长壁开采系统的地下矿井[84] - 宾夕法尼亚矿区共有五个长壁开采作业，许多许可提前十年获批[141] 法规政策影响 - 公司煤炭业务受环保、健康和安全等法规影响，合规成本增加[104] - 2015年EPA将臭氧污染的NAAQS从75ppb降至70ppb，2018年决定不重新审议该规则[110][112] - CSAPR于2011年7月6日敲定，分阶段实施，2017年5月起限制美国东部22个州发电厂夏季NOX排放[113] - 2015年末敲定的CO2排放NSPS规则于2017年8月被暂停审查[114] - 2018年8月EPA发布ACE规则以取代CPP，预计到2025年电力部门煤炭产量增加[116] - 2015年11月3日EPA发布ELG规则，2017年9月将特定废物流适用日期推迟两年[110][112] - 2015年4月EPA发布RCRA下的Residuals法规，2018年提出两种替代性能标准但未敲定[123] - SMCRA规定地下开采煤炭的复垦费为每吨0.12美元，有效期至2021年9月30日[124] - 2015年1月15日MSHA发布规则要求地下煤矿连续采矿机配备接近检测系统，3月16日生效[132] - 2015年9月2日MSHA发布地下煤矿接近检测系统的拟议规则，评论期多次延长，未发布最终规则[131] - 避难硐室需为矿工提供96小时可呼吸空气[130] - 2018年美国煤炭生产消费税税率为深层开采煤每吨最高1.10美元，露天开采煤每吨最高0.55美元，均不超过销售总价的4.4%；2019年1月1日起，深层开采煤降至每吨0.50美元，露天开采煤降至每吨0.25美元，上限为售价的2%[136] - 2014年8月1日实施降低矿工接触可吸入煤矿粉尘的最终规则，分三个阶段执行，最终阶段于2016年8月1日生效，指定职业的现行可吸入粉尘标准从2.0降至1.5mg/m³，90部分矿工从1.0降至0.5mg/m³[133] 诉讼与许可情况 - 2014年夏季，环保组织对贝利矿的长壁开采许可提起诉讼，2017年8月EHB驳回DEP要求安装合成河道衬里系统的决定，9月4日DEP需更多时间审查许可申请，长壁开采闲置，10月第一周长壁开采恢复运营[139][140] - 2018年3月21日，Center for Coalfield Justice和Sierra Club对申请提出上诉，11月28日撤回上诉，贝利东（L长壁面板区）不再处于诉讼中[141] - 公司子公司Fola Coal有9起公民诉讼挑战排水许可证，6起保留责任，其中1起驳回、2起和解，3起有责任裁决，预计无重大财务影响[187] 公司运营风险 - 全球经济状况恶化、煤炭价格波动、主要采矿设备故障、无法及时获得设备和原材料、客户不续签或不签订有利合同、大客户减少采购或不履行购买付款承诺等风险，可能对公司财务状况、经营成果和现金流产生重大不利影响[148][150][154][158][162] - 公司煤炭业务受多种因素影响，包括市场价格、消费模式、天气、竞争、替代燃料、技术进步、运输基础设施、国内外经济状况、政府法规和许可等[151] - 公司多年度煤炭销售合同的盈利能力取决于多种因素，价格变化可能无法反映成本增加，市场价格下跌时合同调整或重新谈判条款可能增加短期价格波动风险[160] - 公司煤炭销售依赖少数大客户，若客户营收下降、减少采购、信用下降或拒绝收货，公司业务和财务状况将受不利影响[163] - 公司盈利能力依赖经济可采煤炭储量的获取和开发，若无法补充储量，业务和财务状况将受重大不利影响[164][165] - 美国电力需求下降和煤炭消费模式变化，会对公司业务产生不利影响[166] - 运输设施可用性、可靠性及成本波动会影响煤炭需求，CONSOL海运码头受损会削弱公司供应能力[171] - 煤炭行业竞争激烈，包括国内外生产商竞争、行业整合、产能过剩和汇率波动等，会影响公司煤炭销售和盈利能力[173][175][176] - 煤炭燃烧排放杂质的环保标准使电力企业成本增加，可能促使其改用替代燃料，影响公司销售[178][179] - 气候变化相关法规及不确定性会增加公司运营成本，降低煤炭资产价值，影响煤炭市场需求[180][183] - 公司被巴尔的摩市列为气候变化诉讼被告，未来可能面临类似诉讼及高额法律成本[184] - 2016和2017年恩洛福克矿因不利地质条件，主要是砂岩侵入，降低煤炭产量并对单位成本产生负面影响[190] - 公司所有煤矿位于阿巴拉契亚盆地北部单一矿区，易受该地区不利条件影响[193][194] - 公司维持和发展业务需大量资本支出，否则财务杠杆可能增加[200][201] - 特朗普政府对钢铁、铝等产品加征关税，其他国家报复性措施或影响公司经营、财务状况和现金流[202] - 公司煤炭生产依赖及时获得政府许可和批准，许可规则复杂多变，政府发证慢或产生重大负面影响[208][209] - 联邦和州安全法规增加公司运营成本，限制运营方法，检查员可因安全考虑下令停产[210][211] - 公司运营可能影响环境或造成有害物质暴露，财产可能存在环境污染，导致相关责任[212] - 公司可能难以找到合适收购目标或整合收购业务，无法实现预期效益[203] - 公司运营使用危险材料并产生少量危险废物，可能面临有毒侵权等索赔[213] - 公司在宾夕法尼亚矿区有煤矸石堆放区和泥浆蓄水池，结构失效会造成环境等损害[214] - 公司运营对环境的影响及相关风险可能导致成本和负债，影响公司[216] 复垦与保证金情况 - 截至2018年12月31日，公司总复垦、闭矿和脱气及井封堵负债估计约为2.67亿美元[217] - 多数运营州要求公司为煤矿复垦全额成本提供保证金，西弗吉尼亚州有替代债券系统[218] - 宾夕法尼亚州扩大全额成本保证金计划，增加公司获取保证金的需求[219] - 保证金成本近年波动，市场条款对矿商不利，愿意发行保证金的公司数量有时减少[219] - 联邦和州监管机构考虑收紧矿山关闭和复垦的财务担保要求[219] - 若公司信用评级下降，可能需提供信用证或现金抵押，影响流动性[219] - 无法维持保证金、信用证等担保安排将严重影响公司煤炭开采能力[219] 员工情况 - 截至2018年12月31日，公司有1772名员工，其中28名CONSOL海运码头员工由集体谈判协议代表[142] 业务影响因素 - 公司业务受季节性影响，极端天气影响煤炭需求和运输[99]